- Bénéfice net trimestriel de 1 237 millions de dollars
- Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 487
millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation hors le fonds de roulement1 de 1 797 millions de
dollars
- Production du secteur Amont de 447 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour, la plus élevée au troisième trimestre depuis
plus de 30 ans
- Record de production du troisième trimestre égalé à Kearl, avec
une production totale brute de 295 000 barils d’équivalent pétrole
brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 209 000
barils)
- Production de 147 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
à Cold Lake, reflétant une forte augmentation initiale du projet de
Grand Rapids
- Taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 90 pour
cent, comprenant l’exécution en toute sécurité des activités
d’entretien planifiées à Nanticoke et Strathcona
- Distribution de 1 528 millions de dollars aux actionnaires,
dont 322 millions de dollars de dividendes et 1 206 millions de
dollars en rachats d’actions accélérés
L’Impériale (TSE : IMO, NYSE American : IMO) :
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
∆
2024
2023
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 237
1 601
(364)
3 565
3 524
+41
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,33
2,76
(0,43)
6,66
6,04
+0,62
Dépenses en immobilisations et
frais d’exploration
486
387
+99
1 444
1 309
+135
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au troisième
trimestre de 1 237 millions de dollars, en hausse par rapport au
bénéfice net de 1 133 millions de dollars au deuxième trimestre de
2024, reflétant une augmentation de la production et une baisse des
frais d’exploitation dans le secteur Amont, partiellement
contrebalancées par une baisse des prix obtenus. Les flux de
trésorerie trimestriels générés par les activités d’exploitation se
sont élevés à 1 487 millions de dollars, comparativement à 1 629
millions de dollars au deuxième trimestre de 2024. Les flux de
trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du
fonds de roulement1, se sont élevés à 1 797 millions de dollars, en
hausse par rapport aux 1 508 millions de dollars au deuxième
trimestre de 2024.
« L’Impériale a réalisé un autre solide trimestre de rendement
d’exploitation exceptionnel dans le cadre de ses activités
intégrées », a déclaré Brad Corson, président du conseil
d’administration, président et chef de la direction. « Les
résultats d’exploitation ont été stimulés par la production au
troisième trimestre la plus élevée depuis plus de 30 ans et
l’amélioration continue des charges décaissées unitaires1 dans le
secteur Amont, ainsi que par un solide taux d’utilisation de la
capacité du secteur Aval, parallèlement à l’exécution en toute
sécurité d’importantes activités d’entretien planifiées dans les
raffineries de Nanticoke et Strathcona. »
La production du secteur Amont au troisième trimestre s’est
établie en moyenne à 447 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour, soit la production au troisième trimestre la plus élevée
depuis plus de 30 ans. À Kearl, la production trimestrielle brute
totale s’est établie en moyenne à 295 000 barils par jour (la part
de L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils), égalant le record de
production du troisième trimestre de cet actif et atteignant un
record de production en cumul annuel. À Cold Lake, la production
brute trimestrielle s’est établie en moyenne à 147 000 barils par
jour, étayée par la forte augmentation de la production provenant
de Grand Rapids, qui utilise la technologie SGSIV avec adjonction
de solvant. Grand Rapids a produit 15 000 barils par jour tout au
long du trimestre et une moyenne de 20 000 barils par jour au cours
du mois de septembre, dépassant ainsi les prévisions initiales.
L’usine de Maskwa à Cold Lake a achevé avec succès ses activités
d’entretien planifiées, en toute sécurité et en avance sur le
calendrier. La quote-part de la compagnie dans la production
trimestrielle de Syncrude s’est établie en moyenne à 81 000 barils
bruts par jour.
« La forte augmentation de la production à Grand Rapids,
première application commerciale de la technologie SGSIV avec
adjonction de solvant dans l’industrie, est une étape importante
dans la transformation de notre actif de Cold Lake qui soutient
notre stratégie à long terme visant à accroître la production, à
réduire les charges décaissées unitaires1 et à réduire l’intensité
des gaz à effet de serre », a déclaré Corson.
Le débit du secteur Aval pour le trimestre s’est élevé en
moyenne à 389 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la
capacité des raffineries de 90 pour cent. Les résultats
d’exploitation comprennent l’exécution en toute sécurité des
activités d’entretien planifiées dans les raffineries de Nanticoke
et de Strathcona, en avance sur le calendrier prévu et en deçà du
budget prévu. Les ventes de produits pétroliers se sont élevées en
moyenne à 487 000 barils par jour. Les travaux de la plus grande
installation de diesel renouvelable au Canada se sont poursuivis
dans la raffinerie de Strathcona. Une fois achevé, le projet
devrait pouvoir produire plus d’un milliard de litres de diesel
renouvelable par an.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué au total 1 528
millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes et de
rachats d’actions accélérés dans le cadre du programme d’offre
publique de rachat dans le cours normal des activités. La compagnie
a également déclaré un dividende de 60 cents par action pour le
quatrième trimestre.
« L’Impériale reste déterminée à offrir des rendements en
dividendes aux actionnaires, comme en témoignent 30 années
consécutives de croissance des dividendes et l’exécution prévue du
programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des
activités avant la fin de l’année », a déclaré M. Corson.
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 237 millions de dollars, ou
2,33 dollars par action sur une base diluée, comparativement à
1 601 millions de dollars, ou 2,76 dollars par action, au troisième
trimestre de 2023.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 1 487 millions de dollars, comparativement à 2
359 millions de dollars au troisième trimestre de 2023. Les flux de
trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de
roulement1, se sont élevés à 1 797 millions de dollars,
comparativement à 1 946 millions de dollars pour la même période en
2023.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 486 millions de dollars, en hausse par rapport aux 387
millions de dollars au troisième trimestre de 2023.
- La compagnie a distribué 1 528 millions de dollars aux
actionnaires au troisième trimestre 2024, dont 322
millions de dollars de dividendes et 1 206 millions de dollars en
rachats d’actions accélérés. L’Impériale prévoit exécuter son
programme d’offre publique de rachat accéléré dans le cours normal
des activités avant la fin de l’année.
- La production s’est établie en moyenne à 447 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production au
troisième trimestre la plus élevée depuis plus de 30 ans, en hausse
par rapport aux 423 000 barils bruts d’équivalent pétrole par jour
au cours de la même période en 2023, principalement attribuable à
Grand Rapids, et au calendrier des cycles de production et de
vapeur à Cold Lake.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 295 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils), égalant la production
au troisième trimestre la plus élevée de l’actif en 2023.
- La production de bitume brut à Cold Lake s’est établie en
moyenne à 147 000 barils par jour, tout en prenant en compte
les activités d’entretien planifiées à Maskwa, en hausse par
rapport aux 128 000 barils par jour au troisième trimestre de 2023.
Cette hausse est principalement attribuable à Grand Rapids et au
calendrier des cycles de production et de vapeur.
- L’augmentation de la production à Grand Rapids a permis
d’atteindre en moyenne 15 000 barils par jour. Grand Rapids est
le premier projet SGSIV avec adjonction de solvant de l’industrie.
Il a atteint une moyenne de 20 000 barils par jour pour le mois de
septembre alors que son optimisation se poursuit.
- Le projet de réaménagement SGSIV Leming a achevé les
jonctions pour les modules, alors que l’installation se poursuit.
Le projet devrait démarrer en 2025, avec une production maximale
prévue d’environ 9 000 barils par jour.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie en moyenne à 81 000 barils par jour, en
hausse par rapport aux 75 000 barils par jour au troisième
trimestre de 2023.
- Le débit moyen des raffineries s’est établi à 389 000 barils
par jour, comparativement aux 416 000 barils par jour au
troisième trimestre de 2023, reflétant l’exécution en toute
sécurité des activités d’entretien planifiées dans les raffineries
de Nanticoke et de Strathcona, en avance sur le calendrier prévu et
en deçà du budget prévu. Le taux d’utilisation de la capacité s’est
situé à 90 pour cent, comparativement à 96 pour cent au troisième
trimestre de 2023.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 487 000
barils par jour, comparativement à 478 000 barils par jour au
troisième trimestre de 2023.
- Poursuite des travaux à la plus grande installation de
diesel renouvelable au Canada dans sa raffinerie de Strathcona.
Une fois achevé, le projet devrait pouvoir produire plus d’un
milliard de litres de diesel renouvelable par an.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 28
millions de dollars pour le trimestre, en hausse par rapport
aux 23 millions de dollars au troisième trimestre de 2023.
- Lauréate du palmarès TSX 30 de la Bourse de Toronto,
selon le rendement moyen du cours de l’action rajusté en fonction
du dividende sur 3 ans de 167 pour cent.
- L’Alliance Nouvelles voies a poursuivi les travaux
techniques préliminaires et a lancé une demande de propositions
auprès des fabricants de pipelines pour le pipeline de transport
proposé. L’achèvement du projet de captage et de stockage du
carbone est subordonné à l’obtention d’un soutien fiscal et
d’approbations réglementaires.
Contexte commercial récent
Au cours du troisième trimestre, les prix du brut ont baissé par
rapport au deuxième trimestre, reflétant l’incertitude quant à la
demande future de la Chine et à l’offre de l’OPEP+. Le différentiel
WTI/WCS canadien est resté stable au troisième trimestre et s’est
resserré par rapport à la moyenne pour l’exercice complet de 2023.
Les marges de raffinage de l’industrie ont diminué par rapport au
deuxième trimestre, l’augmentation de l’offre ayant dépassé la
demande mondiale.
Résultats d’exploitation Comparaison des troisièmes
trimestres de 2024 et 2023
Troisième trimestre
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 237
1 601
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,33
2,76
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2024
1 028
(310)
140
60
109
1 027
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de
8,81 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une baisse
des prix de référence. Les prix obtenus pour le pétrole brut
synthétique ont diminué de 8,57 $ le baril, une baisse coïncidant
généralement avec celle du WTI.
Volumes : L’augmentation des volumes est principalement
attribuable à Grand Rapids, et au calendrier des cycles de
production et de vapeur à Cold Lake.
Redevances : La baisse des redevances est principalement
attribuable à la baisse des prix des matières premières, en partie
compensée par l’augmentation des volumes.
Autres : Comprend des frais d’exploitation plus faibles
d’environ 80 millions de dollars, attribuables essentiellement à la
baisse des prix de l’énergie.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Troisième trimestre
En dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
West Texas Intermediate (en
dollars américains le baril)
75,27
82,32
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
61,76
69,39
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
13,51
12,93
Bitume (le baril)
77,24
86,05
Pétrole brut synthétique (le
baril)
104,41
112,98
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,73
0,75
Production
Troisième trimestre
en milliers de barils par
jour
2024
2023
Kearl (part de L’Impériale)
209
209
Cold Lake
147
128
Syncrude
81
75
Production brute totale de Kearl
(en milliers de barils par jour)
295
295
La hausse de la production à Cold Lake est principalement
attribuable à Grand Rapids, et au calendrier des cycles de
production et de vapeur.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
586
(340)
(41)
205
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Troisième trimestre
en milliers de barils par jour,
sauf indication contraire
2024
2023
Débit des raffineries
389
416
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
90
96
Ventes de produits pétroliers
487
478
Le débit des raffineries au troisième trimestre de 2024 reflète
l’impact des activités d’entretien aux raffineries de Nanticoke et
de Strathcona. Le débit des raffineries au troisième trimestre de
2023 a reflété l’impact des activités d’entretien à la raffinerie
de Sarnia.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
23
20
(15)
28
Comptes non sectoriels et autres
Troisième trimestre
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(23
)
(36
)
Situation de trésorerie et sources de financement
Troisième trimestre
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
1 487
2 359
Activités d’investissement
(484
)
(380
)
Activités de financement
(1 533
)
(1 639
)
Augmentation (diminution) de
trésorerie et des équivalents de trésorerie
(530
)
340
Trésorerie et équivalents de
trésorerie à la fin de la période
1 490
2 716
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement les effets défavorables du fonds de
roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations
corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Troisième trimestre
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
Dividendes versés
322
292
Dividende par action versé (en
dollars)
0,60
0,50
Rachats d’actions (a)
1 206
1 342
Nombre d’actions achetées (en
millions) (a)
12,4
17,5
(a)
Les rachats d’actions ont été effectués
dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités de la compagnie et comprennent les actions
rachetées à Exxon Mobil Corporation.
Comparaison des neuf premiers mois de 2024 et de 2023
Neuf mois
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
3 565
3 524
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
6,66
6,04
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2024
1 742
330
440
(240)
112
2 384
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de
6,90 $ le baril, cela étant principalement attribuable au
resserrement du différentiel WTI/WCS, à la baisse des coûts des
diluants et à la hausse des prix de référence. Les prix touchés sur
les ventes de pétrole brut synthétique ont baissé de 2,70 $ le
baril, une baisse principalement due au resserrement du
différentiel synthétique/WTI, qui a été partiellement compensée par
la hausse du WTI.
Volumes : La hausse des volumes est principalement attribuable à
une amélioration de la productivité du parc de mine et à
l’optimisation des activités d’entretien à Kearl, ainsi qu’à Grand
Rapids et au calendrier des cycles de production et de vapeur à
Cold Lake.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des volumes.
Autres : Comprend des frais d’exploitation plus faibles
d’environ 200 millions de dollars, attribuables essentiellement à
la baisse des prix de l’énergie, à des effets de change favorables
d’environ 70 millions de dollars, partiellement contrebalancés par
la baisse des ventes d’électricité à Cold Lake en raison de la
baisse des prix.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Neuf mois
En dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
West Texas Intermediate (en
dollars américains le baril)
77,59
77,29
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
62,15
59,67
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
15,44
17,62
Bitume (le baril)
75,60
68,70
Pétrole brut synthétique (le
baril)
102,95
105,65
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,74
0,74
Production
Neuf mois
en milliers de barils par
jour
2024
2023
Kearl (part de L’Impériale)
195
182
Cold Lake
145
134
Syncrude (a)
73
72
Production brute totale de Kearl
(en milliers de barils par jour)
275
257
(a)
En 2024, la production brute de Syncrude
comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour et
d’autres produits (2023 – 1 millier de barils par jour) qui étaient
exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un
pipeline d’interconnexion existant.
La hausse de la production au site de Kearl est principalement
attribuable à une amélioration de la productivité du parc de mine
et à l’optimisation des activités d’entretien.
La hausse de la production à Cold Lake est principalement
attribuable à Grand Rapids, et au calendrier des cycles de
production et de vapeur.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
1 706
(640)
64
1 130
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Autres : Attribuable essentiellement à une diminution des coûts
d’entretien d’environ 110 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Neuf mois
en milliers de barils par jour,
sauf indication contraire
2024
2023
Débit des raffineries
395
407
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
91
94
Ventes de produits pétroliers
469
469
La baisse du débit des raffineries en 2024 reflète
principalement l’impact des activités d’entretien à la raffinerie
de Nanticoke.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
147
20
(17)
150
Comptes non sectoriels et autres
Neuf mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(99
)
(71
)
Situation de trésorerie et sources de financement
Neuf mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
4 192
2 423
Activités d’investissement
(1 421
)
(1 283
)
Activités de financement
(2 145
)
(2 173
)
Augmentation (diminution) de
trésorerie et des équivalents de trésorerie
626
(1 033
)
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement l’absence d’effets défavorables du fonds
de roulement liés en grande partie à une charge d’impôt « de
rattrapage » de 2,1 milliards de dollars au cours de l’exercice
précédent.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations
corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Neuf mois
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
Dividendes versés
921
815
Dividende par action versé (en
dollars)
1,70
1,38
Rachats d’actions (a)
1 206
1 342
Nombre d’actions achetées (en
millions) (a)
12,4
17,5
(a)
Les rachats d’actions ont été effectués
dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités de la compagnie et comprennent les actions
rachetées à Exxon Mobil Corporation.
Le 24 juin 2024, la compagnie a annoncé dans un communiqué de
presse qu’elle avait reçu l’approbation finale de la Bourse de
Toronto pour une nouvelle offre publique de rachat dans le cours
normal des activités et qu’elle poursuivra son programme de rachat
d’actions existant. Le programme permet à la compagnie d’acheter
jusqu’à un maximum de 26 791 840 actions ordinaires au cours de la
période allant du 29 juin 2024 au 28 juin 2025. Ce nombre maximum
d’actions comprend les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation
dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal
des activités. Comme dans le passé, la société Exxon Mobil
Corporation a informé la compagnie qu’elle avait l’intention de
conserver son pourcentage de participation à environ 69,6 % du
capital. Le programme prendra fin lorsque la compagnie aura acheté
le nombre maximum d’actions autorisé dans le cadre du programme ou
autrement le 28 juin 2025. L’Impériale a l’intention d’accélérer
ses achats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de
rachat dans le cours normal des activités, et s’attend à racheter
toutes les actions restantes auxquelles elle a droit avant la fin
de l’exercice. Les projets de rachat peuvent être modifiés en tout
temps sans préavis.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des
situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les
objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires
sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les
feuilles de route ou les plans futurs liés au captage, au transport
et au stockage du carbone, aux biocarburants, à l’hydrogène et à
d’autres plans futurs visant à réduire les émissions et l’intensité
des émissions de la compagnie, de ses sociétés affiliées et des
tiers dépendent des facteurs futurs du marché, tels que les progrès
technologiques continus, le soutien politique et l’adoption et
l’autorisation de nouvelles règles, et constituent des énoncés
prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par
l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit,
anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue,
compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres
références semblables à des périodes futures. Les énoncés
prospectifs contenus dans le présent rapport mentionnent notamment
les programmes de rendement pour les actionnaires, y compris
l’engagement à offrir des rendements aux actionnaires, les achats
d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités et l’accélération des achats
afin de terminer l’offre publique de rachat dans le cours normal
des activités avant la fin de l’année; les conséquences du projet
Grand Rapids à Cold Lake, y compris la production et les
contributions du projet à la réalisation de la stratégie à long
terme de l’entreprise; le projet de diesel renouvelable Strathcona
de la compagnie, y compris le calendrier et la capacité de
production prévue; le projet de réaménagement SGSIV Leming de la
compagnie, y compris le calendrier et la production prévue;;; et
les progrès et les conditions en ce qui concerne le projet de
captage et de stockage du carbone de l’Alliance nouvelles
voies.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles
de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses
émises au moment où les énoncés sont faits. Les résultats
financiers et d’exploitation futurs réels, y compris les attentes
et les hypothèses concernant la demande, l’offre et le bouquet
énergétiques futurs; les taux, la croissance et la composition de
la production de divers actifs; les plans de projet, l’échéancier,
les coûts, les évaluations techniques et les capacités et
l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à
exploiter ses actifs, y compris le projet Grand Rapids à Cold Lake,
le projet de diesel renouvelable de Strathcona et le projet de
réaménagement SGSIV Leming; en ce qui concerne les rendements pour
les actionnaires, les hypothèses comme les prévisions de flux de
trésorerie, les sources de financement et la structure du capital,
la participation des actionnaires majoritaires de la compagnie et
les résultats de l’évaluation périodique et continue des autres
utilisations des capitaux; l’adoption de nouvelles installations ou
technologies relatives à la réduction de l’intensité des émissions
de gaz à effet de serre, y compris notamment, mais sans s’y
limiter, le remplacement par des solvants du processus à vapeur à
forte intensité d’énergie à Cold Lake, le diesel renouvelable de
Strathcona, le captage et le stockage du carbone notamment en lien
avec l’hydrogène requis pour le projet de diesel renouvelable, les
technologies de récupération et les projets d’efficacité, et tout
changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces
projets; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles
technologies, notamment en ce qui concerne les émissions de gaz à
effet de serre, ainsi que la capacité de porter les nouvelles
technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la
compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres
technologies de réduction des émissions; pour le diesel
renouvelable, la disponibilité et le coût des charges
d’alimentation obtenues de sources et de cultures locales et la
fourniture de diesel renouvelable à la Colombie- Britannique dans
le cadre de sa législation sur les carburants à faibles émissions
de carbone; le volume et le rythme des réductions d’émissions, dont
les conséquences des carburants à faibles émissions de carbone;
l’appui des responsables des politiques et d’autres intervenants en
ce qui concerne les nouvelles technologies comme le captage et le
stockage du carbone; la réception des approbations réglementaires
en temps opportun, en particulier en ce qui concerne les projets de
réduction des émissions à grande échelle; le rendement des tiers
fournisseurs de services; le taux d’utilisation de la capacité de
raffinage; les lois et les politiques gouvernementales applicables,
y compris relativement aux changements climatiques, aux réductions
des émissions de gaz à effet de serre et aux carburants à faibles
émissions de carbone; la capacité à compenser toute pression
inflationniste en cours; les dépenses en capital et liées à
l’environnement; la génération de trésorerie, les sources de
financement et la structure du capital, comme les dividendes et les
rendements pour les actionnaires, y compris les échéanciers et les
montants de rachat d’actions; ainsi que les prix des matières
premières, les taux de change et les conditions générales du marché
pourraient varier considérablement selon un certain nombre de
facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou
locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de
produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les
incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les
mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne
les niveaux d’approvisionnement et les prix et la survenance de
guerres; les événements politiques ou réglementaires, y compris les
modifications apportées aux lois ou aux politiques
gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois
fiscales; l’opposition des tiers aux activités, aux projets et aux
infrastructures de la compagnie et des fournisseurs de services; la
disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps
utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment pour
les nouvelles technologies qui aideront la compagnie à atteindre
ses objectifs de réduction des émissions; l’échec, le retard ou
l’incertitude concernant la politique de soutien et le
développement du marché pour l’adoption de technologies
énergétiques émergentes à faibles émissions et d’autres
technologies favorables aux réductions d’émissions; la
réglementation environnementale, dont les règlements concernant les
changements climatiques et les gaz à effet de serre, et les
changements à ces règlements; les difficultés techniques ou
opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des
projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; la
disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services;
les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration
et de production pétrolières et gazières; l’efficacité de la
gestion et la préparation pour une intervention en cas de sinistre;
les dangers et risques opérationnels; les incidents liés à la
cybersécurité; les taux de change; la conjoncture économique
générale, y compris l’inflation et les récessions ou les
ralentissements économiques et leur durée; ainsi que d’autres
facteurs abordés dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à
la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et
les résultats d’exploitation de L’Impériale Limitée du plus récent
rapport annuel sur le formulaire 10-K.
Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières, parfois exclusifs à L’Impériale. Les résultats réels de
L’Impériale pourraient différer considérablement des résultats
implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les
lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne
s’engage aucunement à publier une mise à jour des énoncés
prospectifs fournis aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres concernant les efforts et les
aspirations de L’Impériale en matière environnementale, sociale et
de durabilité ne signifient pas que ces énoncés sont importants
pour les investisseurs ou qu’ils doivent être divulgués dans nos
documents déposés auprès des organismes de réglementation des
valeurs mobilières. En outre, les énoncés historiques, actuels et
prospectifs en matière environnementale, sociale et de durabilité
peuvent être fondés sur des normes de mesure des progrès qui sont
encore en cours d’élaboration, sur des contrôles et des processus
internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui sont
susceptibles d’être modifiées à l’avenir, notamment par l’adoption
de nouvelles règles. Les projets ou débouchés individuels peuvent
progresser en fonction d’un certain nombre de facteurs, notamment
la disponibilité d’une politique de soutien, la technologie
permettant une réduction rentable, le processus de planification de
la compagnie et l’alignement avec nos partenaires et autres parties
prenantes.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
L’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué
peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas
nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Annexe I
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
13 259
13 920
38 925
37 860
Total des dépenses
11 656
11 820
34 261
33 231
Bénéfice (perte) avant impôts
1 603
2 100
4 664
4 629
Impôts sur le bénéfice
366
499
1 099
1 105
Bénéfice (perte) net
1 237
1 601
3 565
3 524
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire (en dollars)
2,33
2,77
6,67
6,05
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – compte tenu d’une dilution
(en dollars)
2,33
2,76
6,66
6,04
Autres données
financières
Gain (perte) à la vente d’actifs,
après impôts
2
(2
)
5
16
Total de l’actif au 30
septembre
42 529
43 586
Total de la dette au 30
septembre
4 115
4 138
Capitaux propres au 30
septembre
23 639
23 808
Dividendes déclarés sur les
actions ordinaires
Total
317
288
960
837
Par action ordinaire (en
dollars)
0,60
0,50
1,80
1,44
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 septembre
523,4
566,7
Moyenne – compte tenu d’une dilution
531,9
579,3
535,3
583,3
Annexe II
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Trésorerie et équivalents de
trésorerie à la fin de la période
1 490
2 716
1 490
2 716
Activités
d’exploitation
Bénéfice (perte) net
1 237
1 601
3 565
3 524
Ajustements relatifs aux éléments
hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement
508
475
1 454
1 418
(Gain) perte à la vente
d’actifs
(2
)
3
(5
)
(19
)
Charges d’impôts futurs et
autres
53
(168
)
(186
)
(239
)
Variations de l’actif et du
passif d’exploitation
(310
)
413
(634
)
(2 213
)
Autres postes – montant net
1
35
(2
)
(48
)
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation
1 487
2 359
4 192
2 423
Activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations
corporelles
(486
)
(387
)
(1 444
)
(1 315
)
Produits de la vente d’actifs
—
6
7
29
Prêt à des sociétés dans
lesquelles la compagnie détient une participation
en actions – montant net
2
1
16
3
Flux de trésorerie liés aux
activités d’investissement
(484
)
(380
)
(1 421
)
(1 283
)
Flux de trésorerie liés aux
activités de financement
(1 533
)
(1 639
)
(2 145
)
(2 173
)
Annexe III
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
1 027
1 028
2 384
1 742
Secteur Aval
205
586
1 130
1 706
Produits chimiques
28
23
150
147
Comptes non sectoriels et
autres
(23
)
(36
)
(99
)
(71
)
Bénéfice (perte) net
1 237
1 601
3 565
3 524
Produits et autres
revenus
Secteur Amont
4 609
4 807
13 329
12 097
Secteur Aval
14 570
15 112
42 843
41 329
Produits chimiques
255
382
1 092
1 252
Éliminations/Comptes non
sectoriels et autres
(6 175
)
(6 381
)
(18 339
)
(16 818
)
Produits et autres revenus
13 259
13 920
38 925
37 860
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 766
1 852
5 479
4 827
Secteur Aval
13 014
13 061
37 549
35 390
Produits chimiques
157
254
673
791
Éliminations/Comptes non
sectoriels et autres
(6 203
)
(6 419
)
(18 405
)
(16 926
)
Achats de pétrole brut et de
produits
8 734
8 748
25 296
24 082
Production et
fabrication
Secteur Amont
1 050
1 187
3 441
3 730
Secteur Aval
423
405
1 279
1 291
Produits chimiques
36
74
137
186
Éliminations/Comptes non
sectoriels et autres
8
—
13
—
Production et fabrication
1 517
1 666
4 870
5 207
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
—
—
Secteur Aval
170
177
503
494
Produits chimiques
22
21
71
69
Éliminations/Comptes non
sectoriels et autres
31
39
116
66
Frais de vente et frais
généraux
223
237
690
629
Dépenses en immobilisations et
frais d’exploration
Secteur Amont
300
244
857
868
Secteur Aval
133
103
435
329
Produits chimiques
3
2
11
11
Comptes non sectoriels et
autres
50
38
141
101
Dépenses en immobilisations et
frais d’exploration
486
387
1 444
1 309
Frais d’exploration imputés au
bénéfice du secteur Amont inclus ci-
dessus
1
1
3
3
Annexe IV
Données d’exploitation
Troisième trimestre
Neuf mois
2024
2023
2024
2023
Production brute de pétrole brut (en milliers de barils par
jour)
Kearl
209
209
195
182
Cold Lake
147
128
145
134
Syncrude (a)
81
75
73
72
Classique
5
6
6
6
Total de la production de pétrole brut
442
418
419
394
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes
par jour)
31
30
30
32
Production brute d’équivalent pétrole (b)
447
423
424
399
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut (en milliers de barils par
jour)
Kearl
194
195
181
170
Cold Lake
114
91
110
105
Syncrude (a)
68
59
61
63
Classique
5
5
6
5
Total de la production de pétrole brut
381
350
358
343
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes
par jour)
30
30
30
32
Production nette d’équivalent pétrole (b)
386
355
363
348
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par
jour)
281
279
269
250
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils
par jour)
189
166
192
176
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril)
77,24
86,05
75,60
68,70
Pétrole brut synthétique (le baril)
104,41
112,98
102,95
105,65
Pétrole brut classique (le baril)
60,91
76,53
59,42
68,61
Gaz naturel (le millier de pieds cubes)
0,07
2,69
0,40
2,72
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)
389
416
395
407
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
90
96
91
94
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par
jour)
Essence
227
239
223
227
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur
185
170
177
176
Huiles lubrifiantes et autres produits (c)
55
43
47
43
Mazout lourd
20
26
22
23
Ventes nettes de produits pétroliers
487
478
469
469
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)
(c)
76
212
510
650
(a)
La production brute et nette de Syncrude
comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les
installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline
d’interconnexion existant.
Production brute de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
—
—
1
1
Production nette de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
—
—
1
1
(b)
Gaz converti en équivalent pétrole à
raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
(c)
En 2024, les ventes de benzène et de
solvants aromatiques sont comptabilisées dans les ventes de
produits pétroliers – Huiles lubrifiantes et autres produits, alors
qu’en 2023, elles étaient comptabilisées dans les ventes de
produits pétrochimiques. La compagnie a déterminé que l’incidence
de ce changement est négligeable; par conséquent, la période
comparative n’a pas été remaniée.
Annexe V
Bénéfice (perte) net (PCGR
des États-Unis)
Bénéfice (perte) net par
action
ordinaire – résultat dilué
(a)
en millions de dollars
canadiens
Dollars canadiens
2020
Premier trimestre
(188
)
(0,25
)
Deuxième trimestre
(526
)
(0,72
)
Troisième trimestre
3
—
Quatrième trimestre
(1 146
)
(1,56
)
Exercice
(1 857
)
(2,53
)
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Troisième trimestre
908
1,29
Quatrième trimestre
813
1,18
Exercice
2 479
3,48
2022
Premier trimestre
1 173
1,75
Deuxième trimestre
2 409
3,63
Troisième trimestre
2 031
3,24
Quatrième trimestre
1 727
2,86
Exercice
7 340
11,44
2023
Premier trimestre
1 248
2,13
Deuxième trimestre
675
1,15
Troisième trimestre
1 601
2,76
Quatrième trimestre
1 365
2,47
Exercice
4 889
8,49
2024
Premier trimestre
1 195
2,23
Deuxième trimestre
1 133
2,11
Troisième trimestre
1 237
2,33
Exercice
3 565
6,66
(a)
Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions
en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres
présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures
financières
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas
prescrites par les principes comptables généralement reconnus
(PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures
financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la
Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du
Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du
Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures
financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières
des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux
PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que
d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis.
Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres
mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées
selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par
conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement
comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne
devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux
PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation,
hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le
fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme
aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant
des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du
passif d’exploitation de la période. Les « Flux de trésorerie liés
aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des
flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière
la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. La direction croit qu’il est utile pour les
investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le
rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les
périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau
des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de
roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif
d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état
consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe
II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie
au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit
de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie
issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la
rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la
compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé
des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation
1 487
2 359
4 192
2 423
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du
passif d’exploitation
(310
)
413
(634
)
(2 213
)
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation, hors le fonds de
roulement
1 797
1 946
4 826
4 636
Flux de trésorerie disponible
Le flux de trésorerie disponible est une mesure financière non
conforme aux PCGR qui correspond aux flux de trésorerie issus des
activités d’exploitation, moins les ajouts aux immobilisations
corporelles et les placements en actions de la compagnie, plus le
produit de la vente d’actifs. Les « Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux
de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la
plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités
disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans
s’y limiter, les dividendes et les achats d’actions) après des
investissements dans l’entreprise.
Rapprochement du flux de trésorerie disponible
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé
des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation
1 487
2 359
4 192
2 423
Flux de trésorerie liés aux
activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations
corporelles
(486
)
(387
)
(1 444
)
(1 315
)
Produits de la vente d’actifs
—
6
7
29
Prêt à des sociétés dans
lesquelles la compagnie détient une participation
en actions – montant net
2
1
16
3
Flux de trésorerie
disponible
1 003
1 979
2 771
1 140
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est une
mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au bénéfice
(perte) net total hors les événements non opérationnels
individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice
total de la compagnie d’au moins 100 millions de dollars au cours
d’un trimestre donné. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un
élément identifié pour un secteur individuel dans un trimestre
donné peut être inférieure à 100 millions de dollars lorsque
l’élément touche plusieurs secteurs ou plusieurs périodes. Le «
Bénéfice (perte) net » figurant dans l’état consolidé des résultats
de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement
comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La
direction utilise ces chiffres pour améliorer la comparabilité des
activités sous-jacentes sur plusieurs périodes en isolant et
retirant les événements non opérationnels importants des résultats
commerciaux. La compagnie croit que cette façon de faire assure aux
investisseurs une plus grande transparence quant aux tendances et
résultats commerciaux et leur donne un point de vue semblable à
celui de la direction. Le bénéfice (perte) net hors les éléments
identifiés ne doit pas être examiné isolément du bénéfice (perte)
net établi selon les PCGR des États-Unis ni remplacer ce dernier.
Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.
Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés
Il n’y a pas eu d’éléments identifiés au troisième trimestre ou
en cumul annuel pour 2024 et 2023.
Charges d’exploitation décaissées (charges
décaissées)
Les charges d’exploitation décaissées sont une mesure financière
non conforme aux PCGR qui correspond au total des dépenses,
déduction faite des achats de pétrole brut et de produits, des
taxes d’accise fédérales et des frais de carburant, du financement,
et des coûts de type hors trésorerie dont la dépréciation et
l’épuisement, ainsi que la retraite non liée aux services et les
avantages postérieurs au départ à la retraite. Les composants des
charges d’exploitation décaissées comprennent ce qui suit : «
Production et fabrication », « Frais de vente et frais généraux »,
et « Exploration », dans l’état consolidé des résultats de la
compagnie et comme déclarés à l’Annexe III du présent document. La
somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des
charges d’exploitation décaissées et ne représente pas les
décaissements totaux de la compagnie. Le « Total des dépenses »
figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie
constitue la mesure financière la plus directement comparable que
l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile
pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie
pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des
dépenses.
Rapprochement des charges d’exploitation décaissées
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé
des résultats de L’Impériale
Total des dépenses
11 656
11 820
34 261
33 231
Moins :
Achats de pétrole brut et de
produits
8 734
8 748
25 296
24 082
Taxes d’accise fédérales et frais
de carburant
661
654
1 908
1 781
Dépréciation et épuisement
508
475
1 454
1 418
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la
retraite
1
20
3
60
Financement
11
19
37
51
Charges d’exploitation
décaissées
1 741
1 904
5 563
5 839
Composants des charges
d’exploitation décaissées
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé
des résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 517
1 666
4 870
5 207
Frais de vente et frais
généraux
223
237
690
629
Exploration
1
1
3
3
Charges d’exploitation
décaissées
1 741
1 904
5 563
5 839
Contributions des segments au
total des charges d’exploitation décaissées
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Secteur Amont
1 051
1 188
3 444
3 733
Secteur Aval
593
582
1 782
1 785
Produits chimiques
58
95
208
255
Éliminations/Comptes non
sectoriels et autres
39
39
129
66
Charges d’exploitation
décaissées
1 741
1 904
5 563
5 839
Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges
décaissées unitaires)
Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un
ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées
unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculées en divisant
les charges d’exploitation décaissées par la production brute
totale d’équivalent pétrole et sont calculées pour le segment
Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les
charges d’exploitation décaissées, une mesure financière non
conforme aux PCGR, sont indiquées et rapprochées ci-dessus. Cette
mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts
de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la
compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur
Amont. Les charges d’exploitation décaissées unitaires, comme
utilisées par la direction, ne correspondent pas directement à la
définition des « Coûts de production unitaires moyens » énoncée par
la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et
indiquée dans le formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des charges d’exploitation décaissées
unitaires
Troisième trimestre
2024
2023
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
en millions de dollars
canadiens
Production et fabrication
1 050
461
238
313
1 187
520
284
345
Frais de vente et frais
généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
1
—
—
—
1
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
1 051
461
238
313
1 188
520
284
345
Production brute d’équivalent
pétrole
447
209
147
81
423
209
128
75
(en milliers de barils par
jour)
Charges d’exploitation
décaissées unitaires (en dollars par baril
d’équivalent pétrole)
25,56
23,98
17,60
42,00
30,53
27,04
24,12
50,00
USD converti en fonction du taux
de change
moyen du trimestre
18,66
17,51
12,85
30,66
22,90
20,28
18,09
37,50
2024 : 0,73 dollar américain; 2023 : 0,75
dollar américain
Composants des charges d’exploitation décaissées
unitaires
Neuf mois
2024
2023
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
en millions de dollars
canadiens
Production et fabrication
3 441
1 459
809
1 055
3 730
1 604
868
1 156
Frais de vente et frais
généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
3
—
—
—
3
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
3 444
1 459
809
1 055
3 733
1 604
868
1 156
Production brute d’équivalent
pétrole
424
195
145
73
399
182
134
72
(en milliers de barils par
jour)
Charges d’exploitation
décaissées unitaires (en dollars par baril
d’équivalent pétrole)
29,64
27,31
20,36
52,74
34,27
32,28
23,73
58,81
USD converti en fonction du taux
de change
moyen en cumul annuel
21,93
20,21
15,07
39,03
25,36
23,89
17,56
43,52
2024 : 0,74 dollar américain; 2023 : 0,74
dollar américain
(a)
Le secteur Amont comprend la part de
L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Après plus d’un siècle d’activité, L’Impériale
continue de dominer son secteur en mettant la technologie et
l’innovation au service du développement responsable des ressources
énergétiques canadiennes. En tant que premier raffineur de pétrole
au Canada, producteur de pétrole brut et de produits pétrochimiques
de premier plan et principal distributeur de carburants à l’échelle
nationale, notre entreprise s’engage à maintenir des normes élevées
dans tous ses domaines d’activité.
Source: Imperial
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